СПОСОБ СЕПАРАЦИИ НЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/34 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей и стабилизирующей способностью.

Известна установка концевой сепарации нефти, содержащая концевой сепаратор колонного типа с нефтеподводящим и нефтеотводящим коллекторами и трубами, газовый коллектор с газоотводящими трубами и задвижку. Установка содержит входной горизонтальный сепаратор, соединенный трубой для подвода высоконапорного (активного) газа к вакуум-компрессору, концевой сепаратор выполнен в виде 3-7 вертикальных концевых сепараторов, соединенных между собой перемычками, которые вместе с газоотводящим коллектором и газоотводящими трубами представляют собой обвязку в виде устойчивой пространственной конструкции, а их верхние части соединены с входным сепаратором нефтеподводящими трубами, каждая из которых снабжена тангенциальным элементом-вводом, содержащим вакуумную пару: сопло и конфузор, над тангенциальным элементом-вводом расположен кассетный каплеуловитель, газоотводящий коллектор соединен с вакуум-компрессором, имеющим трубу для подачи сжатого газа потребителю, а в верхней части концевых сепараторов и под тангенциальным элементом-вводом расположен шнековый перфорированный пеногаситель (свидетельство на полезную модель РФ №17006, опубл. 10.03.2001).

Известен нефтегазовый сепаратор, который содержит корпус с патрубками ввода смеси и вывода нефти, воды и газа. Внутри корпуса размещена насадка в виде пластин с отверстиями. Пластины выполнены W-образными, а отверстия в них смещены относительно гребней и впадин (авторское свидетельство СССР №1464329, опубл. 15.01.1994, - прототип). Применение пластин приводит к интенсификации процесса разрушения пены и повышению эффективности разделения водонефтяной смеси.

Известные технические решения могут быть применены при сепарации слабопенистых нефтей. При сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей способностью и пеностойкостью, известные способы менее эффективны, при их применении наблюдается повышенный унос капельной нефти с газом, а также унос свободного газа с нефтью.

В предложенном способе решается задача подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшения процесса сепарации нефтяной эмульсии при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации.

Задача решается тем, что в способе сепарации нефтяной эмульсии, включающем разделение на нефть, воду и газ и организацию пеногашения, согласно изобретению, при пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены подогретой до 25-35°С сточной водой, содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%, в объеме 2-5% от объема подготавливаемой нефти.

Сущность изобретения

При сепарации пенистой нефти образуется система, состоящая из нефти и всплывающих в ней пузырьков газа различных размеров, и стойкая пенная структура, заполняющая практически весь объем сепаратора.

Основной причиной вспенивания нефти в процессе сепарации является высокое газосодержание эмульсий и интенсивность выделения газа, а также наличие примесей, таких как поверхностно-активные вещества, различные реагенты, которые используются при ремонте скважин, добыче нефтяной эмульсии с применением методов увеличения нефтеотдачи, таких как вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ, включая пенные системы, растворами полимеров, щелочными растворами, кислотами, композициями химических реагентов, в том числе мицеллярными растворами.

Пенообразование ведет к следующим проблемам:

- для пен характерно большое отношение объема к массе, поэтому они могут занимать большое пространство в секциях сепаратора, которое при отсутствии вспенивания выполняло бы полезную функцию;

- при неконтролируемом вспенивании невозможно произвести отбор выделившегося газа без уноса некоторого количества пены в линию выхода газа и отбор дегазированной нефти из сепаратора без увлечения некоторого количества пены в линию выхода жидкости.

Известные способы и аппараты для сепарации нефтяной эмульсии могут быть применены при сепарации слабопенистых нефтей. При сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей способностью и пеностойкостью, известные способы менее эффективны, при их применении наблюдается повышенный унос капельной нефти с газом, а также унос свободного газа с нефтью.

В предложенном способе решается задача подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшения процесса сепарации нефтяной эмульсии при ее поступлении на ступень сепарации. Задача решается тем, что при пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены подогретой до 25-35°С сточной водой, содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%. Объем сточной воды составляет 2-5% от объема подготавливаемой нефти.

Для пеногашения используют оборудование, представленное на фиг.1-3.

Поток нефтяной эмульсии в виде газожидкостной смеси с промыслов (фиг.1) подают в установку предварительного сброса воды 1, где происходит расслоение газожидкостной смеси на нефтяную эмульсию с пониженным содержанием воды и воду. Нефтяную эмульсию направляют в сепарационную установку 2 на вторую ступень сепарации, далее в технологический резервуар подготовки нефти 3, откуда нефть откачивают насосом 4 через печи нагрева 5 на установку подготовки нефти 6 (ступени обезвоживания и обессоливания), где нефтяную эмульсию обезвоживают до обводненности 0,045% и обессоливают до содержания солей не более 100 мг/л. Сброс сточной воды осуществляют на очистные сооружения 7, где происходит очистка сточной воды от нефтепродуктов и механических примесей. С установки подготовки нефти 6 дренажная вода подается на прием сепарационной установки 2.

Для разрушения пены, образующейся при поступлении нефтяной эмульсии в сепарационную установку 2, предлагается в верхней части сепарационной установки 2 (аппарата) смонтировать распределитель для подачи сточной воды с установки предварительного сброса пластовой воды 1. Для достижения наилучшего эффекта пеногашения применяют предварительно нагретую сточную воду, т.е. прошедшую через теплообменник 8, где происходит ее нагрев за счет теплообмена с «горячей» товарной нефтью.

При накоплении отделившейся сточной воды в аппарате 2 (фиг.2) ее отводят через патрубок отвода сточной воды 10. Патрубок для выходя нефтяной эмульсии 11 из сепарационной установки монтируют на высоте 20 см от дна аппарата для исключения уноса сточной воды вместе с нефтью. Перегородка 12 служит для гашения потока нефтяной эмульсии, подаваемой через патрубок 13. Отделившийся газ отводят через патрубок 14. Сточную воду подают через патрубок 15 на распределительное устройство 9. Для исключения уноса капель жидкости с газом служит каплеотбойник 16.

Подачу сточной воды в газовую часть сепаратора осуществляют через распределительное устройство 9. Распределительное устройство подачи сточной воды 9 может быть выполнено в различных вариантах: как вдоль всей длины аппарата, так и только в какой-то его части, иметь П-образную форму и т.д. в зависимости от свойств поступающей жидкости, ее пенообразующей способности и пеностойкости. Отверстия распределительного устройства подачи сточной воды 9 выполняют в виде прорезей или распылительных насадок, обеспечивающих создание эффекта «дождя» при подаче сточной воды, при этом прорези или распылительные насадки располагают в нижней и боковой части распределительного устройства подачи сточной воды 9, чтобы обеспечить гашение пены.

Вариант исполнения распределительного устройства подачи сточной воды представлен на фиг.3.

Таким образом, подача сточной воды в сепарационную емкость в виде «дождя» способствует разрушению пены, что в свою очередь ведет к увеличению площади зеркала, необходимого для выделения газа.

Разрушение пенной структуры позволяет исключить попадание пены в газовую линию, т.е. унос капельной жидкости вместе с газом в систему газосбора, а также исключить попадание свободного газа в линию отвода нефти. Сокращение уноса свободного газа в линию отвода нефти сепаратора при поступлении на резервуар подготовки нефти 3 (фиг.1) не вызывает барботирования нефти газом в буферной зоне резервуара подготовки нефти 3, что способствует лучшему расслоению нефтяной эмульсии, снижению обводненности поступающей нефтяной эмульсии на установку подготовки нефти и в результате к сокращению эксплуатационных затрат (топливного газа) на подготовку нефти.

Другим эффектом подачи сточной воды в сепарационную установку является увеличение глубины обезвоживания нефтяной эмульсии. В аппарате происходит смешение водонефтяной эмульсии с промывочной сточной водой. В этом случае сточная вода способна ускорить процесс коалесценции (слияния капель воды), т.е. быстро идет рост массы капель воды, диспергированных в нефти, и интенсивное осаждение их под действием сил гравитации. Сточная вода содержит водорастворимый деэмульгатор, который при смешении с предварительно обезвоженной нефтью ускоряет процесс коалесценции и отделения воды от водонефтяной эмульсии.

Объем подаваемой сточной воды подбирается в количестве 2-5% от объема подготавливаемой нефти, количество деэмульгатора в сточной воде составляет 0,005-0,01%, температура воды 25-35°С.

Пример конкретного выполнения

На установке подготовки высокосернистой нефти периодически возникают проблемы сепарации нефти в результате образования пены. Такое состояние дел приводит к неэффективной сепарации нефтяной эмульсии, уносу капельной жидкости вместе с газом в систему газосбора, попаданию свободного газа в линию отвода нефти, что ведет к барботированию нефти газом в резервуаре подготовки нефти 3 (фиг.1). Это в свою очередь нарушает процесс равномерного расслоения нефтяной эмульсии в резервуаре подготовки нефти 3.

Для решения данной задачи предложен технологический процесс, представленный на фиг.1.

Нефтяная эмульсия с цехов добычи нефти и газа поступает на установку предварительного сброса пластовой воды 1 объемом по 200 м³ (4 шт.), где происходит сброс пластовой воды на очистные сооружения 7. Нефтяная эмульсия с обводненностью 5÷20% температурой 5÷20°С и давлением 0,35 МПа поступает на сепарационную установку 2 объемом по 200 м³ (2 шт.), где происходит сепарация газа. Далее дегазированная нефть поступает в резервуар подготовки нефти 3, откуда насосом 4 с расходом 180 м³/ч ее перекачивают на блок подогрева 5, подогревают до температуры 50÷60°С и подают на установку подготовки нефти 6, где нефтяную эмульсию обезвоживают до обводненности 0,045% и обессоливают до содержания солей не более 100 мг/л. Дренажную воду объемом 60÷100 м³/ч с температурой 50÷60°С с установки подготовки нефти 6 подают на прием сепарационной установки 2.

Для разрушения пены, образующейся при поступлении нефтяной эмульсии в сепарационную установку 2, в верхней части аппарата смонтирован распределитель для подачи сточной воды 9 с установки предварительного сброса пластовой воды 1. Подача сточной воды в газовую часть сепаратора осуществляется под давлением 0,2-0,4 МПа через клапан-регулятор расхода сточной воды из расчета 3% от объема подготавливаемой нефти дождеванием (или орошением). Количество деэмульгатора в сточной воде составляет 0,007%. Для достижения наилучшего эффекта в сепарационную установку 2 осуществляют подачу предварительно подогретой сточной воды до температуры 30°С в теплообменнике 8.

Распределительное устройство 9 выполнено в виде трубы с отверстиями для подачи сточной воды, имеет диаметр D=57 мм, длину L=20 м и диаметр отверстий d=5 мм.

При накоплении отделившейся сточной воды ее отводят через патрубок отвода сточной воды 10. Патрубок для выхода нефтяной эмульсии 11 из сепарационной установки монтируют на высоте 20 см от дна аппарата для исключения уноса сточной воды вместе с нефтью. Перегородка 12 служит для гашения потока нефтяной эмульсии, подаваемой через патрубок 13. Отделившийся газ отводят через патрубок 14. Сточную воду подают через патрубок 15 на распределительное устройство 9. Для исключения уноса капель жидкости с газом служит каплеотбойник 16.

В результате в сепарационной установке происходит полное осаждение пены, полностью исключается попадание пены в газовую линию и попадание свободного газа в линию отвода нефти. Кроме того, увеличивается глубина обезвоживания нефтяной эмульсии до величины 1-4%. Без применения пеногашения 1,5-2,5% воды попадает в газовую линию, а глубина обезвоживания нефтяной эмульсии составляет 5-7%.

Аналогичный эффект достигается при использовании сточной воды, подогретой до температуры в пределах от 25 до 35°С, применяемой в количестве от 2 до 5% от объема подготавливаемой нефти и содержащей деэмульгатор в количестве от 0,005 до 0,01%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшения процесса сепарации нефтяной эмульсии при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей и стабилизирующей способностью. Способ включает разделение нефтяной эмульсии на нефть, воду и газ и организацию пеногашения. При пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены сточной водой, подогретой до 25÷35°С, применяемой в количестве 2-5% от объема подготавливаемой нефти и содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%. Технический результат заключается в обеспечении подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшении процесса сепарации нефтяной эмульсии при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации. 3 ил.

Способ сепарации нефтяной эмульсии, включающий разделение на нефть, воду и газ и организацию пеногашения, отличающийся тем, что при пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены подогретой до 25÷35°С сточной водой, содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%, в объеме 2-5% от объема подготавливаемой нефти.